全国电力市场交易概况 - 7月全国电力市场交易电量达6246亿千瓦时 同比增长7.4% [1] - 前7个月累计交易电量3.59万亿千瓦时 同比增长3.2% 占全社会用电量比重61.2% [1] 省内交易表现 - 7月省内交易电量4614亿千瓦时 同比增长7.3% [1] - 前7个月省内累计交易电量2.73万亿千瓦时 同比增长1.6% [1] 跨省跨区交易表现 - 7月跨省跨区交易电量1632亿千瓦时 同比增长7.9% [1] - 前7个月跨省跨区累计交易电量8558亿千瓦时 同比增长9% [1] 绿电交易表现 - 7月绿电交易电量256亿千瓦时 同比增长43.2% [1] - 前7个月绿电累计交易电量1817亿千瓦时 同比增长42.1% [1]

全国电力市场交易概况 - 2025年7月全国电力市场交易电量达6246亿千瓦时 同比增长7.4% [1] - 2025年1-7月累计交易电量3.59万亿千瓦时 同比增长3.2% [1] 省内交易表现 - 7月省内交易电量4614亿千瓦时 同比增长7.3% [1] - 1-7月省内累计交易电量2.73万亿千瓦时 同比增长1.6% [1] 跨省跨区交易表现 - 7月跨省跨区交易电量1632亿千瓦时 同比增长7.9% [1] - 1-7月跨省跨区累计交易电量8558亿千瓦时 同比增长9% [1] 绿电交易表现 - 7月绿电交易电量256亿千瓦时 同比大幅增长43.2% [1] - 1-7月绿电累计交易电量1817亿千瓦时 同比大幅增长42.1% [1] 市场渗透率变化 - 1-7月电力市场交易量占全社会用电量比重61.2% 同比下降0.9个百分点 [1]

全国电力市场交易概况 - 2025年7月全国电力市场交易电量达6246亿千瓦时 同比增长7.4% [1] - 2025年1-7月累计交易电量3.59万亿千瓦时 同比增长3.2% [1] - 交易电量占全社会用电量比重61.2% 同比下降0.9个百分点 [1] 省内交易表现 - 7月省内交易电量4614亿千瓦时 同比增长7.3% [1] - 1-7月省内累计交易电量2.73万亿千瓦时 同比增长1.6% [1] 跨省跨区交易表现 - 7月跨省跨区交易电量1632亿千瓦时 同比增长7.9% [1] - 1-7月跨省跨区累计交易电量8558亿千瓦时 同比增长9% [1] 绿电交易表现 - 7月绿电交易电量256亿千瓦时 同比增长43.2% [1] - 1-7月绿电累计交易电量1817亿千瓦时 同比增长42.1% [1]

项目突破 - 全国首个数据中心源网荷储一体化绿电直供项目在乌兰察布投运 通过风光发电、智能输电、并网直供和储能调峰系统实现清洁能源与数据中心直接供能对接 [1] - 该项目是内蒙古构建"东数西算"绿色算力枢纽的重要突破 体现算力与电力相互支撑、协同发展的新态势 [1] 政策支持 - 2023年底五部门联合印发《关于深入实施"东数西算"工程加快构建全国一体化算力网的实施意见》 提出统筹推动算力与绿色电力一体化融合 [2] - 2024年《数据中心绿色低碳发展专项行动计划》要求建立算力与电力双向协同机制 将可再生能源利用方案纳入节能审查 [2] 区域发展 - 西部地区凭借绿电成本优势吸引算力产业西移 青海省绿色算力规模从2024年初370P增长至今年6月1.5万P 增长约40倍 [3] - 宁夏、内蒙古等地智算规模跃升带动信息传输服务业投资增长 形成"绿电引算力、算力促经济"新格局 [3] 技术革新 - 青海投运全国首个清洁能源和绿色算力调度中心 通过区块链实现绿电全生命周期溯源 [3] - 虚拟电厂开始整合分布式算力资源参与电力现货市场 推动"能源算力化"新业态发展 [3] 基础设施挑战 - 特高压输电线路建设周期长、协调成本高 难以适应人工智能用电需求快速增长 [4] - 西部地区在电力调度、网络传输、数据安全等方面存在短板 跨区域能源调度能力不足 [4] 经济性挑战 - 新能源出力波动性与算力需求稳定性存在冲突 需配置储能设备或火电备用电源导致边际成本大幅上升 [5] - 跨省绿电交易存在输电费、政府基金等附加成本 使绿电实际到网价格高于本地火电 [5] 机制创新需求 - 新能源发电的绿色价值未通过价格信号充分体现 碳市场机制对高耗能行业覆盖不完善 [6] - 电力与算力网络在技术标准和协议上存在割裂 需额外网关设备进行协议转换增加时延和故障点 [6] 发展建议 - 统筹推进西部绿色算力基地与特高压输电通道建设 提升跨省区绿电传输能力与调度灵活性 [7] - 通过差异化电价与碳交易返还机制鼓励企业使用绿电 推动碳市场覆盖人工智能算力中心等新主体 [7] - 部署智能预测模型与能效管理系统 实现电网负荷、可再生能源出力和算力需求的闭环反馈 [8]

行业突破 - 首次通过虚拟电厂聚合分布式电源参与跨省绿电交易 实现分布式电力资源跨省交易壁垒的突破 [1] - 为区域新能源资源优化配置及绿电交易模式创新提供有益经验 [1] 交易细节 - 安徽虚拟电厂向上海输送绿电 成交电量达2.8万千瓦时 成交均价为0.41324元/千瓦时 [1] - 依据安徽与上海"绿电换电力"合作协议开展外送交易 [1] 区域协作 - 国网华东分部积极协同区域内省（市） 持续深化区内互济及省间绿电交易 [1] - 华东能源监管局精心指导此次长三角绿电交易 [1]

全球可再生能源行业趋势 - 2025年全球可再生能源、储能、电网等领域投资预计增长至2.2万亿美元 [1] - 中国前四个月风光装机规模突破15亿千瓦，但西部风光富集区光伏发电利用率除宁夏外均不足90% [1] - 行业面临"装机量攀升与利用率走低"矛盾，导致新能源企业业绩承压 [1] 协合新能源核心业务表现 - 权益装机容量达4778MW，同比增长18%，其中光伏权益装机容量大幅提升60%至934MW [2] - 光伏权益发电量同比增长28%至604GWh，光伏电站净利润同比增长59.7% [2] - 设备故障损失电量压缩40%，综合融资成本下降35个基点至3.63% [3] - 经营性净现金流同比增长22.5%至10.41亿元 [3] 战略转型与创新布局 - 绿电交易电量同比增长26%，绿证单证均价达北交所披露均价的2.07倍 [4] - 非中国市场斩获152.5MW光伏及300MW储能项目，通过长期购电协议(PPA)锁定固定电价 [5][6] - 新加坡二次上市拓宽美元融资渠道，计划布局私募股权基金和虚拟电厂等新兴业务 [7] 长期竞争力与护城河 - 高质量发电资产扩容、度电成本压缩、全球化项目筛选体系构成三重护城河 [8] - 绿证溢价交易能力与国际融资平台凸显差异化战略眼光 [8] - 董事会主席刘顺兴增持200万股，持股比例由22.45%上升至22.78% [1]

2025年上半年业绩表现 - 2025年上半年公司实现收入14亿元，同比下降6.6% [1] - 盈利2.82亿元，同比下降43.8%，基本每股盈利3.58分 [1] - 业绩低于预期，主要因核心电站业务受资源下降、综合电价下行、限电因素及一次性收益同比变化差异影响 [1] - 投资风电厂加权平均利用小时数为1,142小时，同比下降78小时（-6.4%） [1] - 投资风电厂平均综合电价为0.3653元/kWh，同比下降1.85分 [1] - 绿电交易电量较上年同期上涨26%，部分抵消电价下行不利影响 [1] 项目拓展与装机容量 - 2025年上半年新增投产项目权益容量191MW（风电140MW，光伏51MW） [1] - 截至2025年6月30日，公司持有并网发电的风电及光伏电厂权益装机容量4,778MW，同比增长18.0% [1] - 其中风电厂权益装机容量3,844MW（同比增长10.9%），光伏电厂权益装机容量934MW（同比增长60.2%） [1] - 中国境内新获取风电投资项目（年度建设指标）600MW [1] - 中国以外地区获取152.5MW光伏项目和300MW储能项目 [1] - 实际投产项目IRR仍高于8% [1] 融资成本与财务指标 - 新增提款平均融资成本3.15%，综合融资利率降至3.63%，均处于历史低位 [2] - 截至6月底，公司净资产89亿元，每股净资产1.11元 [2] - 目前PB仅0.34倍，2025年动态股息率约9.64% [2] 目标价与评级 - 更新目标价0.61港元/股，对应2025年和2026年6倍和4.7倍PE [2] - 目标价较现价有47%涨幅空间 [2]

投资评级与目标价 - 给予"买入"评级，目标价0.61港元/股，较现价0.415港元有47%上涨空间 [1][6][12] - 目标价对应2025年和2026年PE分别为6倍和4.7倍 [6][12] 财务表现 - 2025年上半年收入14亿元（同比-6.6%），盈利2.82亿元（同比-43.8%），每股盈利3.58分 [3][9] - 风电业务承压：利用小时数1,142小时（同比-78小时/-6.4%），综合电价0.3653元/kWh（同比-1.85分） [3][9] - 绿电交易电量同比增长26%，部分抵消电价下行影响 [3][9] - 2025E全年预测：收入26.33亿元（同比-4.3%），净利润7.38亿元（同比-8.3%），每股股息0.04元（股息率9.64%） [7][11] 业务拓展与资产 - 新增投产权益容量191MW（风电140MW+光伏51MW），总权益装机达4,778MW（同比+18%） [4][10] - 风电装机3,844MW（同比+10.9%），光伏装机934MW（同比+60.2%） [4][10] - 新获取项目：中国境内风电指标600MW，海外光伏152.5MW+储能300MW [4][10] - 投产项目IRR维持8%以上 [4][10] 估值与融资 - 当前PB仅0.34倍（每股净资产1.11元 vs 股价0.415港元） [5][11] - 融资成本创新低：新增提款利率3.15%，综合融资利率3.63% [5][11] - 行业估值对比：协合新能源2025E PE 4.1倍，低于风电行业平均7.3倍 [13] 行业数据 - 风电行业2025E平均PE 7.3倍（龙源电力7.5倍、金风科技10.6倍） [13] - 光伏行业2025E平均PE 16.4倍（福莱特玻璃23.1倍、信义光能16.1倍） [13]

交易概述 - 远景科技集团在“山西蒙西送上海浙江安徽月内省间绿色电力集中竞价交易”中实现全流程闭环，将内蒙古的绿色电力成功输送至上海用户[1] - 该笔交易是公司对“自营风电终端消纳模式”的积极探索[1] 交易模式与结构 - 交易的上网侧申报来自远景位于蒙西的风电场项目[1] - 需求侧申报方为公司旗下售电公司“景融绿色能源科技有限公司”[1] - 双方在集中竞价中完成撮合成交[1] - 该模式实现了资源地与负荷中心的直接供需匹配[1] 行业影响与意义 - 此次交易为绿电跨区配置、规模交易和用户直达提供了明确路径[1] - 购买绿电的用户不仅可以获得国家认证的零碳绿电，还能享受相较本地电源更具竞争力的电价[1]

财务表现 - 公司持续经营业务收入14亿元，权益持有人应占溢利2.8亿元，归母净利润率20% [1][3] - 基本每股盈利3.58分，每股净资产1.11元，集团资产净值89亿元 [1] - 平均融资成本从2024年的3.98%下降35个基点至2025年上半年的3.63% [4] 业务运营 - 权益装机容量从2024年上半年的4,050MW增长22.5%至2025年上半年的4,778MW [6][7] - 资产构成以风电为主，占比80.5%（3,844MW），光伏占比19.5%（934MW） [8] - 权益发电量47.6亿千瓦时，同比增长4% [10] - 风电加权平均利用小时数从1,087小时提升至1,142小时 [11][12] 项目建设 - 总建设规模2,006MW，其中在建规模1,755MW，风电投产容量200MW（新增权益容量140MW） [14][15][16] - 新获风电项目575MW，光伏项目80MW [13] 电力交易 - 绿电结算量4.24亿千瓦时，同比增长26%，中长期绿电占比57.74% [17][18] - 绿证单证均价为北交所披露均价的2.07倍 [18] ESG表现 - 累计减排二氧化碳66,249吨、二氧化硫32,870吨，节约标煤133,458吨、用水26,051吨 [21] - 连续两年入选标普《可持续发展年鉴（中国版）》 [26] 发展策略 - 重点推进存量电厂经营、资产优化及电力交易团队建设 [27] - 以效率为导向储备国际项目资源，坚持降本增效 [28] - 探索多元化业务模式，聚焦高收益确定性项目 [27][29]